Le commerce du gaz naturel est à l’endroit où le commerce de la mémoire se trouvait il y a un an, et personne ne semble s’en rendre compte. Voici la vérité cachée que personne ne vous dit, et ce que j’achète (enregistrez ceci). Les États-Unis s’apprêtent à entrer dans un déficit historique d’approvisionnement en gaz naturel en 2028, et personne n’est prêt pour ce qui vient. La production actuelle se situe autour de ~110-112 Bcf/jour de gaz naturel par jour, et le marché peut ajouter jusqu’à ~20 Bcf/jour de nouvelle offre grâce à davantage de forages dans les principaux bassins de l’Appalachie, de Haynesville et du Permien, ce qui porte la capacité maximale de livraison du gaz naturel à ~132 Bcf/jour. Mais ce chiffre de capacité maximale est un plafond, pas une promesse. Il suppose que les producteurs peuvent faire fonctionner leurs opérations de forage de manière optimale, et surtout, que l’infrastructure nécessaire pour livrer ce gaz sera construite. C’est ici que l’argument s’effondre. Il a fallu plus de 10 ans aux États-Unis pour construire exactement un seul pipeline interétatique de gaz, le Mountain Valley Pipeline entre l’Appalachie et le Mid-Atlantic, capable de transmettre ~2 Bcf/jour. L’autre goulot d’étranglement, même avant qu’un millimètre de gaz soit disponible pour transmission, se situe à l’étape du traitement. À ce stade de la chaîne de valeur du gaz naturel, le gaz brut extrait en amont des roches porteuses de gaz est traité pour éliminer les contaminants et extraire du méthane pur. Les équipements de traitement actuels fonctionnent à pleine capacité, et tout nouvel agrandissement prendra au minimum ~2-3 ans avant que toute nouvelle capacité réelle n’impacte l’offre de gaz disponible à la vente. Le gaz représente déjà plus de 40 % des besoins en production d’électricité aux États-Unis. En comparant la demande actuelle et projetée totale avec le potentiel de hausse d’offre de ~20 Bcf/jour, il est clair pourquoi le commerce du gaz naturel est à la fois immédiat et convexe. Les principales forces de demande proviennent de deux sources : les exportations de GNL et la demande énergétique des centres de données IA. Les États-Unis produisent ~112 Bcf/jour et prévoient d’augmenter cette production de ~20 Bcf/jour (une croissance de base de ~18 %). Toutefois, prenez en compte les exportations de GNL, qui sont aujourd’hui de ~15 Bcf/jour et devraient atteindre les 30+ Bcf/jour d’ici 2030, ce qui fait passer les exportations en pourcentage de la production totale d’environ 13 % à un chiffre qui absorbera toute la production excédentaire avant même qu’une seule unité ne soit disponible pour répondre à la demande énergétique des charges informatiques IA, qui devrait ajouter entre ~5 et 15 Bcf/jour de demande nette supplémentaire sans aucune source pour la satisfaire. C’est ce qui fait de cela une opportunité convexe du côté de la demande, tout comme le commerce de la mémoire en 2025. Les critiques affirment que le monde ne se dirige pas vers une pénurie d’approvisionnement en gaz naturel. L’argument paresseux est que le gaz est abondant, et ils citent la courbe des prix à terme plate au Henry Hub, le point de livraison officiel pour les contrats à terme sur gaz naturel du NYMEX, comme preuve. Les données montrent que le prix spot actuel du gaz est d’environ 2,63 $, et que les moyennes annuelles pour les années civiles 2027 (~3,35 $), 2028 (~3,6-3,8 $), 2029 (~3,7-3,9 $) et 2030 (~3,7-3,9 $) indiquent que le marché valorise le gaz essentiellement au même niveau en 2030 qu’en 2028. La majeure partie du gaz physique échangé aujourd’hui se fait au prix spot/mensuel de l’indice Henry Hub, et non à un prix futur fixe. Ainsi, lorsque le déficit se produira effectivement, les prix spot grimperont à ~8-10 $, et la majeure partie du gaz sera finalement réévaluée au prix spot. C’est ce que le marché ignore, et c’est exactement toute l’opportunité. Pour conclure, le goulot d’étranglement n’est pas le gaz. Les États-Unis en ont en abondance, et les prix actuels reflètent cet excédent. Le problème réside dans les goulets d’étranglement liés au traitement et à la transmission, ce qui rend toute cette configuration si convexe. En tant qu’investisseur, je suis toujours à la recherche de telles opportunités, et une analyse approfondie de la chaîne de valeur du gaz naturel révèle les noms réellement bien positionnés pour capter le maximum de rendement. Le premier nom est Expand Energy (EXE), le plus grand producteur américain de gaz avec 7,48 Bcf/jour, opérant à un coût d’équilibre inférieur à 3 $, avec un effet de levier de 0,5x, et générant ~343 M$ de FCF et ~522 M$ de bénéfice net au dernier trimestre. Cotée à 5x EBITDA passé et 4x EBITDA futur, c’est le plus grand producteur américain de gaz le moins cher. La raison pour laquelle elle est la meilleure opportunité pour profiter de la convexité en 2028 est que son carnet de commandes pour 2028 reste ouvert. Cela signifie qu’elle vend à la demande croissante aux prix spot montants plutôt qu’à un prix futur figé à environ 3,50 $ aujourd’hui. Les multiples actuels ne prennent pas cela en compte, et ses flux de trésorerie ainsi que ses multiples seront réévalués fortement lorsque cette courbe finira par se réveiller. Son quasi-jumeau Range Resources (RRC) arrive en deuxième position. Il détient plus de 30 ans d’inventaire premium et peu coûteux dans le Marcellus avec seulement 0,5x d’effet de levier. Il a généré 195 M$ au dernier trimestre, et la raison pour laquelle il appartient ici est exactement la même que pour EXE : 95 % de sa production pour 2028 n’est pas couverte, ce qui signifie qu’il captera lui aussi des flux de trésorerie plus élevés et verra ses multiples réévalués fortement en vendant à une demande dans une courbe des prix croissante. Le suivant sur mon radar est Kinder Morgan (KMI), qui exploite le plus grand réseau gazier aux États-Unis. Il transporte environ 40 % du gaz naturel consommé aux États-Unis et agit comme le péage dans le goulot d’étranglement exact postulé par cette thèse. Le dernier trimestre a vu l’entreprise enregistrer un record de 2,2 Mds $ d’EBITDA trimestriel sur un carnet de projets de 9,6 Mds $ qui est à 92 % lié au gaz et environ 60 % lié à la production d’électricité ; ce carnet lui-même représente le déploiement des centres IA. À environ 12x EBITDA futur, un effet de levier de 3,6x et un rendement de 3,7 %, il capte l’augmentation du volume de gaz qui doit traverser un système contraint. La limite est que les péages sont gagnés sur le volume transitant, pas sur le prix du gaz ; ainsi, le potentiel est réel mais toujours limité. Le dernier nom sur ma liste est directement lié à la demande croissante en gaz provenant des centres de données IA. Williams (WMB) possède Transco, le plus grand pipeline gazier en volume aux États-Unis, qui constitue l’épine dorsale transportant le gaz du Golfe vers les marchés à plus forte demande, notamment la Virginie, le plus grand cluster mondial de centres de données. C’est également le seul acteur midstream à construire directement des centrales pour l’IA : Socrates, une centrale dédiée hors réseau de 400 MW pour un centre de données Meta, opérationnelle avant la fin de l’année, ainsi qu’une extension de Transco de 750 MMcf/jour pour alimenter la charge en Virginie.Les orientations de gestion prévoient un EBITDA FY26 à ~8 Md $ avec environ 7 Md $ d'investissements axés sur l'énergie. Elle possède le lien physique entre le gaz et le centre de données, qui constitue la demande la plus propre de la chaîne. Tout comme KMI, Williams bénéficie de cette demande, mais ne tire pas directement profit de la hausse des prix du gaz comme les producteurs, et offre donc une croissance stable, mais non asymétrique. Pour conclure, l'ensemble de la stratégie consiste à acheter les producteurs de gaz bon marché dans un contexte de courbe de demande croissante et de courbe des prix à terme plate sur le point d'être déclenchée ; EXE et RRC représentent l'ensemble de cette stratégie. Une réserve honnête : ce n'est pas le même trade que celui de la mémoire, à un point important près. L'offre de gaz est à cycle court, ce qui signifie que, contrairement à la mémoire où trois fabricants et des usines plurianuelles limitaient l'offre, un producteur de gaz peut forer et mettre en production un puits en quelques mois, et le gaz associé du Permien augmente indépendamment du prix, puisqu'il est extrait en tant que sous-produit du forage pétrolier, ajoutant plusieurs Bcf/jour d'offre nouvelle insensible aux prix directement dans la fenêtre de déficit. Ainsi, la courbe plate reflète non seulement une complaisance, mais aussi un pari selon lequel toute tension en 2028 sera dissipée par le forage. Cette stratégie ne fonctionne que si trois conditions sont remplies : la discipline des capitaux des producteurs reste intacte, les goulets d'étranglement dans le traitement et les pipelines persistent, et la demande de GNL se manifeste selon le calendrier prévu. Le jour où un grand producteur rompt avec cette discipline et inonde le marché à 6 $ le gaz, la thèse s'affaiblit face à une offre croissante. Je parie que la courbe dort, et n'est pas efficace — c'est l'autre côté de ce trade que vous devez connaître et intégrer avant de placer un centime dans l'une des actions mentionnées ci-dessus. Je suis @degenrsc, investisseur et chercheur en technologies profondes, cherchant à générer des rendements en consacrant une journée honnête à la recherche d'asymétries sur les marchés financiers. Suivez-moi pour des insights d'investissement sur les segments émergents des technologies frontalières comme l'IA, le quantique, le bio/acc et le crypto.